蘇里格氣田致密砂巖儲層孔滲分布及地質(zhì)意義

魏 煒，羅順社，魏新善，趙會濤，胡光明，何 巖，王 娟

（1.長江大學地球科學學院，武漢 430100；2.中國石油長慶油田勘探開發(fā)研究院，西安 710021；3.長慶油田低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710021）

蘇里格氣田致密砂巖儲層孔滲分布及地質(zhì)意義

魏 煒1，羅順社1，魏新善2，3，趙會濤2，3，胡光明1，何 巖1，王 娟1

（1.長江大學地球科學學院，武漢 430100；2.中國石油長慶油田勘探開發(fā)研究院，西安 710021；3.長慶油田低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，西安 710021）

通過分析鄂爾多斯盆地蘇里格氣田盒8段儲層孔滲數(shù)據(jù)，開展孔隙度、滲透率分布的研究。致密砂巖儲層孔滲分布宏觀上不具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征，但按巖性分別統(tǒng)計，石英砂巖、巖屑石英砂巖和巖屑砂巖的孔隙度和滲透率均具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征。結合6種正態(tài)分布參數(shù)對不同巖性儲層的表征結果表明：石英砂巖儲層物性較好，巖屑石英砂巖儲層物性次之，巖屑砂巖儲層物性較差。巖屑砂巖表現(xiàn)出強非均質(zhì)性，石英砂巖次之，巖屑石英砂巖非均質(zhì)性相對較弱。在天然氣開發(fā)中，石英砂巖儲層應為首選目標。建立儲層孔滲關系時，按巖性分別對孔滲數(shù)據(jù)的分布進行正態(tài)性檢驗，當孔滲數(shù)據(jù)的分布符合正態(tài)分布時，建立的孔滲關系才是有效的。

孔隙度；滲透率；正態(tài)性檢驗；盒8儲層；蘇里格氣田

蘇里格氣田位于鄂爾多斯盆地西北部，主力產(chǎn)氣層為二疊系石盒子組第8段（簡稱“盒8段”）和山西組第1段（簡稱“山1段”），探明天然氣儲量達2.85×1012m3以上［1］，到2012年累計產(chǎn)氣量已達500×108m3以上。在氣田的勘探與開發(fā)過程中，前人對儲層特征從宏觀到微觀進行了研究，并對成因進行了探討，達到了一定程度的共識，如儲層砂體以辮狀河和曲流河成因為主，具有致密砂巖基本特征，孔隙以次生溶蝕孔為主，機械壓實和部分膠結作用形成了低孔低滲的儲層背景，在此基礎上進一步膠結作用、充填作用使儲層進一步致密化，并對孔隙度和滲透率資料進行了大量的一般性統(tǒng)計和分析［2－8］。但這些研究對儲層物性數(shù)據(jù)的有效性、分布特征缺乏科學的分析；另外，由于盒8儲層存在不同的砂巖類型，其儲集性能存在較大差異。

本文以蘇里格氣田盒8段儲層為對象，在儲層特征綜合分析基礎上，利用多種數(shù)理統(tǒng)計方法及相應軟件對4 239個孔滲數(shù)據(jù)進行了深入研究，認為盒8段致密砂巖儲層如果不分砂巖類型，其孔隙度和滲透率不具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征，這和傳統(tǒng)觀點中儲層孔隙度具有正態(tài)分布、滲透率具有對數(shù)正態(tài)分布相悖。但如果按不同的砂巖類型統(tǒng)計，則各砂巖的孔隙度和滲透率具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征，這一發(fā)現(xiàn)與認識為儲層精細表征提供了新的思路。

1 儲層孔隙度和滲透率的分布形式

孔隙度和滲透率反映儲層貯存流體和滲流能力，是描述和評價儲層特征的重要參數(shù)，為此前人進行了大量的研究。早在1935年，F(xiàn)raser和Graton根據(jù)顆粒排列的不同方式研究了等直徑介質(zhì)球型顆粒系統(tǒng)的理論孔隙度，認為正排列的孔隙度占47.6%，菱形排列的孔隙度占25.9%，并被國內(nèi)多部教科書所引用［9］。大量油氣田統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，儲層孔隙度一般在5%～40%之間，大部分在10%～20%，油氣儲層的滲透率一般在（0.1～1 000）×10－3μm2之間［10］。對比孔隙度和滲透率絕對值可以發(fā)現(xiàn)，滲透率分布可達4個數(shù)量級差別，比孔隙度變化范圍大得多。

由于油氣勘探開發(fā)的需求，不僅要對儲層孔隙度、滲透率數(shù)值的分布進行研究，更重要的是研究孔隙度、滲透率在儲集體中的分布規(guī)律，并進行定量統(tǒng)計描述。1944年，美國學者Law首次將數(shù)理統(tǒng)計分布與孔滲頻率分布特征進行比較后發(fā)現(xiàn)，孔隙度分布符合正態(tài)分布，滲透率分布符合對數(shù)正態(tài)分布［11］，這一認識被大多數(shù)研究者所接受。Bennion對加拿大的60 000個砂巖樣品的統(tǒng)計研究進一步證實，滲透率的分布近似于具有偏右尖峰的正態(tài)分布特征。2002年，Bloch認為大多數(shù)在一定埋藏深度范圍（或者是在一個相對小的深度段內(nèi)）的砂巖儲層中，其孔隙度分布一般表現(xiàn)為正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布［12］。對致密砂巖儲層進一步研究表明，孔隙度呈正態(tài)分布，滲透率呈對數(shù)正態(tài)分布。唐俊偉等人（2003）利用儲層物性參數(shù)呈正態(tài)（或?qū)?shù)正態(tài)）分布這一特點，引入一個新函數(shù)來表征儲層參數(shù)的線性關系［13］；羅詩薇（2007）報道了美國的東德克薩斯的Travis-Peak地層、Cotton-Valley地層、南德克薩斯的Wilcox-Lobo地層以及德克薩斯西北的Cleveland地層致密砂巖儲層特征，其滲透率為對數(shù)正態(tài)分布［14］；唐海發(fā)等人（2007）對蘇里格地區(qū)盒8段儲層進行研究時發(fā)現(xiàn)孔隙度呈雙峰態(tài)分布，但是每個峰態(tài)也呈正態(tài)分布［15］。由于正態(tài)分布是自然界中的一種穩(wěn)定的概率分布，是檢驗、方差分析、相關性和回歸分析等多種統(tǒng)計方法的理論基礎；因此，根據(jù)孔隙度、滲透率正態(tài)分布的特征可以進行孔滲關系的統(tǒng)計回歸分析，并進行數(shù)學定量預測，這也是許多利用測井孔隙度進行滲透率計算的基礎［16－19］。

但是，也有學者提出不同的觀點。Jensen（1987）引用Lambert的研究成果，認為滲透率分布有正態(tài)分布、對數(shù)正態(tài)分布和指數(shù)分布這3種可能［20］；盧穎忠（2000）報道了1995年大慶油田882個滲透率樣品的研究成果，滲透率＜1 000× 10－3μm2時呈正態(tài)分布，滲透率＞1 000×10－3μm2時呈指數(shù)分布［21］；1997年Keyuliu根據(jù)澳大利亞悉尼盆地三疊系霍克斯伯瑞砂巖南壁和西壁露頭巖心測得數(shù)據(jù)統(tǒng)計，孔隙度為近正態(tài)分布，滲透率總體上表現(xiàn)為近雙眾數(shù)的對數(shù)正態(tài)分布，空間變化程度符合Levy穩(wěn)定概率分布［22］。

從上述實例中可以看出，孔滲分布偏離正態(tài)分布的情況也是很普遍的。隨著孔隙度的降低，孔、滲關系也越來越復雜；尤其是滲透率數(shù)值變化范圍較大，分布模式多樣，不同的儲層類型（如碎屑巖、火山巖、碳酸鹽巖等）其孔滲分布模式是不同的，一套儲層中不同部位的孔滲分布模式也是有變化的［23］。就砂巖儲層而言，同一層位但不同的砂巖類型其儲集性能、孔滲分布模式也存在一定差別［24－26］。所以在研究孔滲關系之前需要對孔滲分布進行正態(tài)性檢驗，若符合正態(tài)分布，則可以進行下一步研究工作；若不符合正態(tài)分布，則需要將數(shù)據(jù)按照研究區(qū)實際情況進行分類處理。

2 蘇里格氣田致密砂巖儲層孔隙度和滲透率分布的復雜性

按照統(tǒng)計學原理，一組數(shù)據(jù)是否為正態(tài)分布需進行嚴格的統(tǒng)計檢驗［27］。Ryan-Joiner（RJ）法就是一種正態(tài)檢驗方法，它是一種基于相關性的算法，可得到一個相關系數(shù)，如果相關系數(shù)接近1，則總體上呈正態(tài)分布。由于統(tǒng)計檢驗一般是一個概率檢驗，常常需要利用多方法進行綜合判定。在利用Ryan-Joiner正態(tài)檢驗方法時，一般需結合P值方法（P-Value，Probability，Pr）。P值范圍介于0到1之間，按照數(shù)據(jù)的統(tǒng)計處理和解釋正態(tài)性檢驗國家標準（GB／T4882），RJ法中只要數(shù)據(jù)P＞0.100就表示正態(tài)分布成立。

本文對蘇里格氣田勘探開發(fā)過程積累的4 239個孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計作圖分析，從圖1中的數(shù)據(jù)分布直方圖及鐘形擬合曲線特點看，似乎具有正態(tài)分布特征；利用RJ法對這些孔隙度、滲透率數(shù)據(jù)進行檢驗后發(fā)現(xiàn)，儲層孔隙度的RJ參數(shù)為0.986，也接近于正態(tài)分布；但是P值（＜0.010）明顯低于正態(tài)分布的臨界值（P＞0.100），綜合判定不符合正態(tài)分布（圖1-A2）。儲層滲透率RJ參數(shù)為0.990，接近于對數(shù)正態(tài)分布；但是P＜0.010，也明顯低于正態(tài)分布臨界值，綜合判定不符合對數(shù)正態(tài)分布（圖1-B2）。

考慮到研究區(qū)盒8儲層不同砂巖類型的儲集性能存在一定差異的事實，為了研究不同巖石類型儲層孔滲分布特點，對蘇里格氣田中南部1 373km2內(nèi)16口取心井的盒8段砂巖進行采樣，并對砂巖的巖石學特征和孔隙度、滲透率進行系統(tǒng)分析，得到了163個孔、滲數(shù)據(jù)，其中石英砂巖89個，巖屑石英砂巖36個，巖屑砂巖38個。儲層孔隙度介于0.7%～19.91%之間，平均值為8.91%；滲透率介于（0.007 3～28.95）×10－3μm2，平均值為1.13×10－3μm2。統(tǒng)計分析表明，儲層孔隙度和滲透率分布區(qū)間較廣，非均質(zhì)性強，大部分屬于致密砂巖儲層。

按砂巖類型對孔滲數(shù)據(jù)的統(tǒng)計結果表明，石英砂巖孔隙度介于2.23%～15.54%之間，平均值為9.16%，孔隙度RJ參數(shù)為0.996，同時P＞0.100，符合正態(tài)分布（圖2-A2）；滲透率介于（0.007 3～28.95）×10－3μm2，平均值為1.40× 10－3μm2，滲透率RJ參數(shù)為0.989，同時P＞0.100，符合對數(shù)正態(tài)分布（圖2-B2）。巖屑石英砂巖孔隙度介于3.45%～15.2%之間，平均值為8.52%，孔隙度RJ參數(shù)為0.992，同時P＞0.100，符合正態(tài)分布（圖3-A2）；滲透率介于（0.041～7.13）×10－3μm2，平均值為0.69× 10－3μm2，滲透率RJ參數(shù)為0.976，同時P＞0.100，符合對數(shù)正態(tài)分布（圖3-B2）。巖屑砂巖孔隙度介于0.7%～19.91%之間，平均值為8.69%，孔隙度RJ參數(shù)為0.976，同時P＞0.100，符合正態(tài)分布（圖4-A2）；滲透率介于（0.007 5～34.55）×10－3μm2，平均值為0.91× 10－3μm2，滲透率RJ參數(shù)為0.995，同時P＞0.100，符合對數(shù)正態(tài)分布（圖4-B2）。

以上分巖類分析表明，石英砂巖、巖屑石英砂巖、巖屑砂巖的孔隙度呈正態(tài)分布，滲透率呈對數(shù)正態(tài)分布。

3 孔隙度和滲透率分布的意義

3.1 利用正態(tài)分布進行儲層表征

由于分巖石類型的孔隙度和滲透率呈正態(tài)分布，因此，可以按照正態(tài)分布的均值、中位數(shù)、標準差、變異系數(shù)、峰度、偏度等6種參數(shù)來表征孔滲分布的集中趨勢、離散程度和分布形態(tài)，配合孔隙度和滲透率分布直方圖及統(tǒng)計曲線，可以直接觀測孔隙度和滲透率分布特征，得到數(shù)據(jù)分布的統(tǒng)計特征。

圖2 石英砂巖孔隙度與滲透率正態(tài)性檢驗Fig.2 Normality test of the porosity and permeability for quartz sandstone

圖3 巖屑石英砂巖孔隙度與滲透率正態(tài)性檢驗Fig.3 Normality test of the porosity and permeability for lithic quartz sandstone

圖4 巖屑砂巖孔隙度與滲透率正態(tài)性檢驗Fig.4 Normality test of the porosity and permeability for lithic sandstone

石英砂巖儲層孔隙度較高，主要集中在9.6%～9.8%之間，數(shù)據(jù)點較集中，分布均勻，主峰突出，峰值所對應的孔隙度為10%，數(shù)據(jù)在峰值附近分布平坦，孔隙度均值小于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的多，低于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向左拖曳，說明少數(shù)孔隙度很小，屬于左偏態(tài)分布（圖2-A1）；石英砂巖儲層滲透率較高，主要集中在（0.434～0.5）×10－3μm2之間，數(shù)據(jù)點分散，分布不均勻，主峰不突出，數(shù)據(jù)在峰值附近分布陡峭，滲透率均值小于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的多，高于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向右拖曳，說明少數(shù)滲透率很高，屬于右偏態(tài)分布（圖2-B1）。

與石英砂巖儲層孔隙度相比，巖屑石英砂巖儲層孔隙度較小，主要集中在8%～9%之間，數(shù)據(jù)點集中，分布較均勻，峰值所對應的孔隙度為8%，數(shù)據(jù)在峰值附近分布平坦，孔隙度均值大于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的少，高于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向右拖曳，說明少數(shù)孔隙度很大，屬于右偏態(tài)分布（圖3-A1）；巖屑石英砂巖儲層滲透率比較低，主要集中在（0.19～0.23） ×10－3μm2之間，數(shù)據(jù)點集中，分布均勻，主峰突出，峰值所對應的滲透率為0.109×10－3μm2，數(shù)據(jù)在峰值附近分布平坦，滲透率均值大于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的少，高于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向右拖得較長，說明部分滲透率較高，屬于右偏態(tài)分布（圖3-B1）。

與石英砂巖儲層孔隙度相比，巖屑砂巖儲層孔隙度較小，主要集中在7.8%～8.1%之間，數(shù)據(jù)點很分散，分布不均勻，峰值所對應的孔隙度為6.7%，數(shù)據(jù)在峰值附近分布陡峭，孔隙度均值大于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的少，高于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向右拖得很長，說明部分孔隙度很大，屬于右偏態(tài)分布（圖4-A1）；巖屑砂巖儲層滲透率較低，主要集中在（0.335～0.4）×10－3μm2之間，數(shù)據(jù)點較分散，分布不均勻，主峰不突出，數(shù)據(jù)在峰值附近分布平坦，滲透率均值小于中位數(shù)，位于均值右邊的數(shù)據(jù)比位于左邊的多，低于均值的尾部數(shù)據(jù)分布向左拖曳，說明少數(shù)滲透率較小，屬于左偏態(tài)分布（圖4-B1）。

孔隙度與滲透率正態(tài)分布統(tǒng)計表征結果說明，石英砂巖儲層的物性相對較好，巖屑石英砂巖儲層的物性次之，巖屑砂巖儲層的物性較差。從孔滲標準差和變異系數(shù)分析，巖屑砂巖易形成強非均質(zhì)性儲層，石英砂巖次之，巖屑石英砂巖非均質(zhì)性相對較弱。在低滲背景下，石英砂巖和巖屑石英砂巖中易發(fā)育相對高滲儲層；在低孔背景下，巖屑石英砂巖和巖屑砂巖中易發(fā)育高孔隙儲層，這可能與巖屑易于溶蝕而產(chǎn)生次生溶孔有關。

3.2 基于孔隙度和滲透率儲層分類中儲層分布趨勢

結合蘇里格氣田盒8儲層評價標準（表1），石英砂巖儲層孔隙度主要集中在9%～12%，所占比例為47.19%；其次集中在5%～9%和＞12%，所占比例分別為30.34%和16.85%；＜5%者占5.62%（圖2-A1）。滲透率值主要集中在（0.1～0.5）×10－3μm2，所占比例為40.45%；其次集中在＞1×10－3μm2和（0.5～1）×10－3μm2，所占比例分別為22.47%和20.22%；＜0.1 ×10－3μm2者占16.85%（圖2-B1）。

巖屑石英砂巖儲層孔隙度值主要集中在5%～9%，所占比例為47.22%；其次集中在9%～12%和＞12%區(qū)間，所占比例分別為33.33%和13.89%；＜5%者所占比例為5.56%（圖3-A1）。滲透率值主要集中在（0.1～0.5）×10－3μm2，所占比例為41.67%；其次集中在＜0.1×10－3μm2和（0.5～1）×10－3μm2，所占比例分別為22.22%和19.44%；＞1×10－3μm2者所占比例為16.67%（圖3-B1）。

巖屑砂巖儲層孔隙度值主要集中在5%～9%，所占比例為34.21%；其次集中在9%～12%和＞12%區(qū)間，所占比例分別為26.32%和23.68%；＜5%者所占比例為15.79%（圖4-A1）。滲透率值主要集中在（0.1～0.5）×10－3μm2，所占比例為31.58%；其次集中在＜0.1×10－3μm2和＞1×10－3μm2，所占比例分別為28.95%和21.05%；（0.5～1）×10－3μm2者所占比例為18.42%（圖4-B1）。

綜上所述，石英砂巖儲層中Ⅰ類和Ⅱ類儲層占42.70%，Ⅲ類和Ⅳ類儲層占57.30%；巖屑石英砂巖儲層中Ⅰ類和Ⅱ類儲層占36.11%，Ⅲ類和Ⅳ類儲層占63.89%；巖屑砂巖儲層中Ⅰ類和Ⅱ類儲層占39.47%，Ⅲ類和Ⅳ類儲層占60.53%（表2）。因此，蘇里格氣田砂巖儲層物性致密，Ⅲ類、Ⅳ類儲層占一半以上，所以在低孔低滲儲層中尋找高孔高滲部分難度較大。在天然氣開發(fā)中，按照Ⅰ類、Ⅱ類儲層為天然氣富集區(qū)篩選標準，石英砂巖分布區(qū)應為首選目標；但巖屑砂巖也能形成天然氣富集區(qū)，在開發(fā)選區(qū)中應給于足夠重視。

3.3 利用孔隙度預測滲透率

測井解釋儲層孔隙度方法精確度相對較高，但目前還沒有成熟的方法進行滲透率解釋。在儲層測井滲透率解釋方法中，通過建立孔隙度與滲透率良好的線性回歸關系的方法求取滲透率是常用的方法之一［28－32］。按照多元線性回歸理論基礎，只有正態(tài)分布數(shù)據(jù)體才符合條件，因此，對于以蘇里格氣田為代表的致密砂巖氣田，孔滲線性回歸分析應按巖石類型分別建立圖版才有可能獲得較好的預測結果。

4 結論

數(shù)據(jù)符合正態(tài)分布特征是大部分地質(zhì)統(tǒng)計方法的理論基礎。比如儲層測井求取滲透率通常需要建立孔滲回歸關系，回歸分析的前提就是孔隙度、滲透率符合正態(tài)分布。傳統(tǒng)觀點認為儲層孔隙度具有正態(tài)分布，滲透率具有對數(shù)正態(tài)分布，但是對蘇里格氣田致密砂巖儲層進行研究后發(fā)現(xiàn)，其孔滲分布具有特殊性，反映特殊的地質(zhì)意義。

表1 不同巖類孔隙度和透率滲正態(tài)分布參數(shù)Table 1 Porosity and permeability normal parameters of different rock types

表2 致密砂巖儲層分類與巖性關系Table 2 The relationship of the tight sandstone reservoir classification and lithology

a.分類表征致密砂巖儲層可以找到一定的孔滲分布規(guī)律。蘇里格地區(qū)大范圍的宏觀物性統(tǒng)計不具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征，但按巖性分別統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，孔隙度和滲透率具有正態(tài)分布或?qū)?shù)正態(tài)分布特征。

b.孔滲數(shù)據(jù)的正態(tài)分布描述參數(shù)和直觀圖形的結合可以對儲層進行描述。結合分布直方圖及統(tǒng)計曲線，運用6種正態(tài)分布參數(shù)對不同巖性的儲層進行描述：均值和中位數(shù)反映石英砂巖儲層物性相對較好；標準差和變異系數(shù)分析得到巖屑砂巖易形成強非均質(zhì)性；對比不同巖性的偏度和峰度，石英砂巖和巖屑石英砂巖滲透率呈右偏態(tài)分布，在低滲背景下易發(fā)育高滲儲層；巖屑石英砂巖和巖屑砂巖孔隙度呈右偏態(tài)分布，在低孔背景下易發(fā)育高孔隙儲層。

c.蘇里格氣田砂巖儲層物性致密，結合盒8儲層評價標準，基于物性對儲層作出分類，Ⅰ類、Ⅱ類儲層占36.11%～42.70%，其中石英砂巖的Ⅰ類、Ⅱ類儲層占42.70%。按照Ⅰ類、Ⅱ類儲層為天然氣開發(fā)富集區(qū)篩選標準，石英砂巖分布區(qū)應為首選目標，但巖屑砂巖也能形成天然氣開發(fā)富集區(qū)。Ⅲ類、Ⅳ類儲層占57.30%～63.89%，達到一半以上，所以在低孔低滲儲層中尋找高孔高滲部分難度較大。

d.精細表征儲層可以為測井解釋滲透率提供有效的孔滲圖版。分區(qū)塊分巖性對致密砂巖儲層孔滲分布進行正態(tài)性檢驗，符合正態(tài)分布的前提下建立的孔滲線性回歸圖版，有可能減小測井解釋儲層滲透率的誤差，才是有效的孔滲圖版。

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Porosity and permeability distribution of tight sandstone reservoir and its geological significance in Sulige gas field，China

WEI Wei1，LUO Shun-she1，WEI Xin-shan2，3，ZHAO Hui-tao2，3，HU Guang-ming1，HE Yan1，WANG Juan1

1.School of Geosciences，Yangtze University，Wuhan 430100，China；
2.Research Institute of Petroleum Exploration&Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710021，China；
3.Ex ploration and Development National Engineering Laboratory of Low-permeability Oil and Gas Filed，Changqing Oilfield Company，Xi'an 710021，China

This paper analyzes a large number of porosity and permeability data from Member 8 reservoir of Shihezi Formation in the Sulige gas field and researches the distribution of porosity and permeability.On a macro scale，the porosity and permeability do not have normal or log-normal distribution characteristics in the tight sandstone reservoir，but have normal or log-normal distribution in the quartz sandstone，lithic quartz sandstone and lithic sandstone when lithology is distinguished.Combined with six kinds of normal distribution parameters for different lithological reservoir characteristics，the results show that the property of the quartz sandstone reservoir is good，that of the lithic quartz sandstone reservoir comes second and the heterogeneity of the lithic quartz sandstone is relatively weak.The property of the lithic sandstone reservoir is poor but has strong heterogeneity.The quartz sandstone reservoir should be the preferred target in the gas development.The test of normality is done before establishing the relationship between porosity and permeability.The relationship is valid when the distribution of porosity and permeability is normal distribution.

porosity；permeability；test of normality；He 8 reservoir；Sulige gas filed

TE121.23

A

10.3969／j.issn.1671-9727.2014.03.05

1671-9727（2014）03-0293-09

2013-08-14

國家科技重大專項（2011ZX05044）；湖北省自然科學基金資助項目（2011CDB002）

魏煒（1988－），女，碩士研究生，研究方向：石油地質(zhì)學，E-mail：weiwei＿bobo＠163.com

羅順社（1961－），男，博士，教授，研究方向：儲層沉積學，E-mail：lss8061069＠163.com。

圖1 孔隙度與滲透率正態(tài)性檢驗

Fig.1 Normality test of porosity and permeability

（A1）孔隙度直方圖正態(tài)擬合曲線；（A2）孔隙度正態(tài)性檢驗；（B1）滲透率直方圖正態(tài)擬合曲線；（B2）滲透率正態(tài)性檢驗